Selektivplan för del av Boliden Rönnskär 30 kv nät

Transkript

1 Selektivplan för del av Boliden Rönnskär 30 kv nät Selectivity coordination for a part of Boliden Rönnskär 30 kv network Pavel Larsson Serienummer EL1407 Examensarbete för högskoleingenjörsexamen i elkraftteknik, 15 hp

2 Sammanfattning Målsättningen med detta examensarbete har varit att kontrollera och uppdatera selektivplan för en del av Boliden Rönnskärs 30 kv nät ( Blå-nät ). Syftet är att jämföra dessa beräkningar med tidigare genomförda selektivplaner, med hänsyn taget till ny data och förändringar i nätet. Dessutom har kabeldata uppdaterats gällande maximal kontinuerlig belastning. Data har samlats in dels från tidigare, mer omfattande selektivplanberäkningar, dels som ny data avseende matningstransformatorer och det överliggande nätet. Reläskyddsinställningar har sammanställts i form av log-log diagram för att ge en enkel överblick av selektiviteten i anläggningen. Impedansdata för komponenter samt reläskyddsinställningar redovisas i Exceldokument. Felströmsberäkningar har genomförts i enlighet med SS-EN där fokus har legat på att ta fram underlag för maximala respektive minimala kortslutningsströmmar. Kortslutningsberäkningar är genomförda i MATLAB. Resultatet visar ett flertal fall där selektivitet bör ses över i nätet, särskilt där skydd ligger i varsin ände av kabeln. Selektivplanberäkningar redovisas med hänsyn till de två olika scenarier som det matande nätet beskrivs befinna sig i. Slutsatser och rekommendationer ges för framtida arbeten samt en sammanställning av parametrar som bör uppmärksammas vid ändring av reläinställningar.

3 Abstract The goal of this thesis project is to check and update the selectivity coordination for a part of the Boliden Rönnskär s 30 kv network. The purpose of the project is to compare the new calculations with the earlier version of such coordination, with particular respect to new data and changes in the network itself. Furthermore, cable data concerning maximum continuous load has also been updated. Data has been gathered partly from earlier selectivity calculations with a broader coverage, and partly as new data regarding the conditions of the feeding network and subsequent power transformers. Relay protection settings have been compiled into log-log diagrams in order to give a simple overview of the coordination in the industrial plant. Data for impedances of the components and the relay protection settings are summarized in an Excel document. Fault current calculations have been made in accordance with IEC , where the main focus was aimed towards maximum and minimum short circuit currents. Short-circuit calculations have been made in MATLAB. The results show several cases where the selectivity coordination should be reconsidered, especially where the relays are located at the respective end of the feeding cables. The selectivity coordination calculations are presented for the two different operating scenarios of the feeding network. Parameters that should be considered when relay settings are to be modified are presented together with conclusions and recommendations for future work.

4 Förord Jag vill tacka de involverade nyckelpersoner som har hjälpt mig med detta examensarbete. Jag tackar de lärare som har hjälpt mig genom diskussioner och förklaringar om modelleringsaspekter/kraftsystemanalys och reläskyddens funktionalitet. Jag vill även tacka min universitetshandledare för hjälp med- och synpunkter på rapportskrivandet. I Boliden Rönnskär är jag tacksam till samtliga som har hjälpt och handlett mig igenom arbetet. Det har varit kul och spännande att lära känna denna anläggning och hur det vardagliga arbetet ser ut. Stort tack!

5 Innehållsförteckning 1. Inledning Bakgrund Syfte och mål Problembeskrivning och avgränsning Tillvägagångssätt Teori Symmetriska komponenter Beräkningsmetoder och SS-EN Val av beräkningsmetod Typ av- och orsaker till fel Selektivitet Förutsättningar i anläggningen och regelverk Matande nät och mottagningsstation Modellering av övriga transformatorer i anläggningen Komponenter Kablar och kabelnät Elmaskiner Reläskydd Regelverk Resultat Kortslutningsberäkningar Selektivitet Kabeldata Slutsats och diskussion Kortslutningsberäkningar Selektivitet och reläinställningar Kabeldata Diskussion Rekommendationer för framtida arbeten Referenser Bilaga A Konstanter ur SS-EN Bilaga B Beräkningar av kortslutningsströmmar Bilaga C Reläskyddsinställningar per kabel Bilaga D Kabeldata Bilaga E Principskiss / Enlinjeschema... 33

6 1. Inledning Syftet med selektivplanering och upprättande av reläskydd är att isolera och koppla bort olika typer av fel i nätet, utan att övriga delar av anläggningen berörs. Det är därför viktigt att se till att selektivplanen hålls uppdaterad efter de förändringar/omkopplingar som sker i nätet, då det annars kan leda till oönskade fel och/eller bortkopplingar vid normala driftförhållanden. Grovt sett består en selektivplan av beräkningar för kortslutningsström, driftdata samt sammanställning av reläskyddsinställningar. Kortslutningsberäkningar och driftdata lägger sedan det fundament som reläskydden konfigureras efter. Tillsammans möjliggör dessa tre sfärer ett korrekt upprättande av selektivitet i anläggningen. I denna rapport presenteras en uppdaterad selektivplan för Boliden Rönnskärs 30 kv-nät. De nya beräkningarna baseras på data för komponenter som har använts vid en tidigare upprättad selektivplan, samt tillkommande uppdateringar med hänsyn till standarder och förändringar i nätet. Läsaren antas besitta grundläggande kunskaper i elektroteknik. Samtliga figurer och tabeller i rapporten är egenproducerade. 1.1 Bakgrund Det har gått en viss tid sedan selektivplanen för Boliden Rönnskärs 30 kv-nät uppdaterades. Sedan dess har det tillkommit en hel del nya komponenter och anläggningar i industriområdet, exempelvis E-kaldo 1. Det är därför av intresse för Boliden Rönnskär att selektivplanen och kabeldata uppdateras för att kunna användas som referens för framtida planering, omkopplingar och drift/underhåll av nätet. 1.2 Syfte och mål Huvudsyftet med rapporten är att undersöka huruvida nuvarande reläinställningar och selektivplanberäkningar är aktuella med hänsyn till ny nät- och komponentdata. Syftet med själva arbetet hos företaget är att genomföra en grov uppdatering av nuvarande selektivplan för Boliden Rönnskärs 30 kv-nät ( Blå-nät ), samt uppdatera kabeldata gällande maximal kontinuerlig belastning med hänsyn till kabelförläggning. De uppdaterade beräkningarna skall kunna kontrolleras och användas som referens vid framtida projektering, reläskyddsrelaterade frågor och/eller övriga ändringar i nätet. Frågeställning som besvaras i rapporten är följande: är de nuvarande reläinställningarna aktuella sett utifrån uppdaterade kortslutningsberäkningar? Förutom resultatet i form av denna rapport, levereras även en kopia över använd indata och beräkningar i form av Excel-ark respektive MATLAB-dokument. 1 E-kaldo är en kaldo-ugn som används för återvinning av elektronikskrot. Anläggningen driftsattes år Se [ ] - 1 -

7 1.3 Problembeskrivning och avgränsning Problembeskrivning sammanställs nedan: 1. Felströmsberäkningar på en del av 30 kv nätet ( Blått nät ) med normal driftläggning. Generatorn 222 antas ej vara i drift. 2. På basis av ovanstående upprättas en selektivplan för den delen av nätet. 3. Utifrån den selektivplan som tas fram kompletteras befintliga dokument med kabeldata för huvud- och sekundärkablar med tillåten maxbelastning. Följande avgränsningar gäller för projektet: Bidrag till kortslutningsström från generatorn G222 samt möjliga kondensatorbatterier har försummats. I anläggningen är det endast asynkronmotorer med huvudspänning 3 kv som antas bidra med kortslutningseffekt (vilket är ett standardenligt antagande, då dessa motorers bidrag av kortslutningsström inte kan bortses; Schlabbach 2005, ss ). Beräkningar för kortslutningsströmmar är i övrigt baserade på de anvisningar som anges i standardserien SS-EN (Svensk Elstandard 2002). 1.4 Tillvägagångssätt Genomförande och sammanställning av resultat har gjorts enligt följande planering: 1. Litteraturstudie gällande reläskydd, selektivitet och kraftsystemanalys 2. Kontroll av tidigare selektivplaner och insamling av data 3. Sammanställning av beräkningsmetoder teori och gällande standarder 4. Beräkningar av kortslutningsström/kortslutningseffekter i MATLAB 5. Kontroll av kabeldata, driftdata samt reläskyddsinställningar 6. Tabeller och underlag skapas för tid-ström-diagram 7. Sammanställning och rapportering Denna rapportversion hålls begränsad med avsikt att framförallt presentera metodiken, de förutsättningar för- samt resultat och slutsatser av arbetet. För detaljerade resultat samt beräkningar hänvisas läsaren till Bilagor B, C respektive D, samt tillägg i form av Excel-ark innehållande data och MATLAB fil för kortslutningsberäkningar. I Kapitel 2 och Kapitel 3 redovisas den teoretiska bakgrunden respektive förutsättningar som gäller i anläggningen. I Kapitel 4 presenteras kortfattat de viktigaste resultaten i arbetet. I Kapitel 5 sammanställs slutligen de slutsatser och den diskussion som är relevant till arbetets resultat och metodik. På grund utav sekretesskäl redovisas inga indata om komponenter eller detaljerade resultat i denna offentliga version av rapporten

8 2. Teori Främst två metoder används för att beräkna kortslutningsströmmar: den förenklade metoden allmänt mer känd som impedansmetoden, som ger grova beräkningar; och en mer analytisk beräkningsmetod som omfattar kortslutningsberäkningar med hjälp av uppställning av symmetriska komponenter. Inom denna rapport används beräkningar baserade på värden av positivsekvensimpedanser, vilket motiveras senare. I detta kapitel presenteras därför kort den teoretiska bakgrunden, beskrivning av selektivitet/skyddssystem samt typer av fel, och slutgiltiga avgränsningar i metod. 2.1 Symmetriska komponenter Impedansmetoden används främst för grova beräkningar för balanserade system. Resultatet ger en grov visning för kortslutningsström och effekter vid symmetriska fel, med generellt sett en högre storlek på kortslutningsström som följd (Almgren & Blomqvist 2012, s. 143). Dessa värden är då användbara för att kontrollera om brytare och/eller övriga komponenter i nätet klarar av att hantera dessa höga kortslutningsströmmar och motsvarande effekter (alltså mekanisk och termisk påverkan; Andersson 2012, s. 60). För en mer noggrann analys av ett elnät, särskilt för osymmetriska fel (ex. jordslutningsfel) används analys med symmetriska komponenter. Denna metod är av särskild vikt då elnätet innehåller vissa typer av transformatorer och/eller roterande maskiner (Dumas et al. 2005, ss ). Framförallt är det en metod för att kartlägga och analysera obalanser i ett kraftsystem (Blackburn & Domin 2014, s. 71). Här följer en kortare teoretisk genomgång av symmetriska komponenter (se även Amberg & Rangel 2013; de Metz-Noblat 2005): Figur 1. Symmetriska komponenter. Ett trefassystem kan alltid brytas upp i tre helt symmetriska delsystem, enligt följande beteckningar i Figur 1: Ett symmetriskt trefassystem med positiv fasföljd a-b-c : positivsekvenssystem (betecknas med 1 i Figur 1 ovan). Alltid med samma magnitud och fasvridna 120. Ett symmetriskt trefassystem med negativ fasföljd a-c-b : negativsekvenssystem (betecknas med 2 i Figur 1 ovan). Alltid med samma magnitud och fasvridna

9 Ett system vars enfasstorheter har samma magnitud och samma fasförskjutning för alla tre faserna, och kallas för nollsekvenssystem (betecknas med 0 i Figur 1 ovan). Det innebär att varje given fasström eller spänning i ett kraftsystem kan representeras som en summa av sina respektive sekvensrepresentationer (följder). Detta kan göras med hjälp av följande matrisrepresentation: [ ] [ ] [ ] Omvänt kan man alltså få fram de symmetriska komponenterna genom invers av ovanstående: [ ] [ ] [ ] Ovan ser man att transformationsmatrisen efterliknar den som gäller för den diskreta Fouriertransformen och dess egenskaper (se egenskaper av DFT i Mandal & Asif 2007, ss ). Vid vidare analys av kraftsystem används egenskapen för sekvensoberoende vid obalanserade eller osymmetriska punkter i systemet, exempelvis vid ett osymmetriskt fel. Detta möjliggör upprättande av tre oberoende ekvivalenta nät (ett för varje sekvens) som kopplas samman vid felområdet beroende på feltypen (eller felpunkten). Eftersom trefasfel (fas till fas fel) antas vara symmetriska, behöver endast impedansmetoden användas för beräkningen. Vid denna beräkning kan då nätverket för den positiva sekvensen användas. Vid ett jordfel (fas-jord eller fas-fas-jord) specifikt måste en närmare analys genomföras, och ett Theveninekvivalent schema för felströmmens väg igenom sekvensnätveken måste ges (såsom redovisas i denna rapport eftersom dessa jordfel förekommer mest frekvent i en anläggning; se avsnitt 2.3). Exempelvis vid jordslutning på fas a erhålls följande förenklade schema i Figur 2 nedan: - 4 -

10 Figur 2. Förenklad sekvensmodell vid ett fas-jord fel. I Figur 2 ovan gäller följande beteckningar: Z 1 : positivsekvens impedans fram till felstället Z 2 : negativsekvensimpedans fram till felstället Z f : övergångsimpedans (fas till jord) i felstället Z 0 : total nollsekvensimpedans fram till felstället I f /3 : den totala felströmmen dividerat med 3 Ur ovanstående Figur 2 för jordfelströmmen för fas a fås följande uttryck (ström vid felögonblicket i andra faser antas vara noll; Blackburn & Domin 2014, ss ): där U n är huvudspänningen för systemet. Särskilt i kabelnät tillkommer dock aspekten med högre kapacitans och således kapacitiva strömmar. För detta ändamål kan följande modell sammanställd av Guldbrand (2009, s.26) för ett fas-jord fel användas, särskilt lämpat för en anläggning som är resistansjordad (R n i Figur 3; se även delkapitel 3.1 Modellering av transformatorer), som innefattar ändring i nollsekvensnätverket. I denna modell är övriga sekvensimpedanser (positiva och negativa) i nätet försummade, då dessa antas vara väldigt små i jämförelse med nollpunktsresistansen: - 5 -

11 Figur 3. Sekvensmodell för fas-jord fel med nollsekvenskapacitanser. Ur figur 3 fås följande samband för den totala felströmmen med det kapacitiva elementet vid stumt jordfel på fas a enligt detta exempel (övergångsresistans vid stumt jordfel antas vara 0),: Och ifall flera ledningar matar effekt ut (exempelvis från en ställverksskena), och jordfel inträffar på en fas i en ledning, så modifieras ovanstående till: Där I af är jordfelsströmmen som passerar fas a i den felande kabeln, där N är det totala antalet matande ledningar, och ω = 2πf. Det är nämligen denna jordfelsström som ett eventuellt jordfelsskydd mäter (se avsnitt nedan; se även figur 6.67 i Almgren & Blomqvist 2012, ss ). Enligt Guldbrand (2009, s.21) antas övergångskapacitansen till jord vara nollsekvenskapacitansen C 0 i denna härledning. Den kapacitiva strömmen vid vanligt driftfall (positivsekvens) i en ledning (Ampere / ledningslängd) beräknas enligt följande samband (om värden för kapacitansen per enhet ledningslängd är redan känd, C 1 nedan): - 6 -

12 Storleken på Z 0 i anläggningen kommer bland annat att bero på nollpunktsmotstånden som är inkopplade på bägge matande transformatorer i nätet (se avsnitt 3.1). Det kan finnas en uppfattning om att nollsekvensström är i betydelse ekvivalent med jordfelsström, vilket inte är helt precist. Nollsekvensströmmar kännetecknas vid osymmetriska laster för grundton samt udda 3:e övertoner även vid i övrigt symmetrisk lastström, och dessa cirkulerar i fas-neutral eller vid jordfel. Detta har att göra med att dessa övertoner är i fas med varandra (förskjutningen är densamma) 2. Udda 3:e övertoner tar heller inte ut varandra utan adderas aritmetiskt, vilket bland annat kan medföra överbelastning på neutralledaren på lågspänningsnivån där andelen av icke-linjära laster är hög (Schonek 2001, ss. 7-10; GE 1967, ss. 4-5). Dessutom måste det finnas förutsättningar för nollsekvensströmmar att cirkulera i en anläggning, såsom neutralledare, transformatorkoppling och typ av systemjordning (se avsnitt 3.1.1). Metod med sammanställning av positivsekvensimpedans, så som bland annat görs i Tabell 1 som presenteras nedan, utgör grunden för de kortslutningsberäkningar som sker inom ramen för arbetet. I nästa delkapitel förklaras hur Modell 1 förhåller sig till gällande standarder. Modell 2 används för att beskriva funktionalitet och selektiviteten avseende de riktade jordfelsskydden och dessa beskrivs närmare i avsnitt Ovanstående analysmodeller kan dock ej användas vid analys av mer komplicerade felförhållanden, såsom multipla simultana fel på olika faser på olika platser i anläggningen. Analys av fel vid bortfall av fas/-er eller fel på matande nät genomförs ej i denna rapport. 2.2 Beräkningsmetoder och SS-EN Standardserien SS-EN (IEC-60909) (Svensk Elstandard 2002) används som fundament igenom hela rapporten för kortslutningsberäkningar i trefasväxelströmsnät. Standardserien tar upp vilka metoder som skall användas samt modelleringsaspekter, antaganden, konstanter och approximationer med hänsyn till olika typer av fel i nätet. Exempel på felfallet beskrivet i Modell 1 (se Figur 2) är kompatibel med SS-EN (Svensk Elstandard 2002) samt relevant referenslitteratur som behandlar modelleringssynpunkter och kraftsystemanalys på en mer närgående nivå (se Blackburn & Domin 2014; Tlies 2008). I Tabell 1 nedan presenteras samtliga beräkningsuppställningar för olika typer av fel ur SS-EN (Svensk Elstandard 2002) för fallet då antagandet om Z 2 =Z 1 gäller för samtliga statiska komponenter (ej roterande maskiner 3 ) i nätet för felfall långt bort från generatorer, och som är aktuella för teorin i rapporten (se även Dumas et al. 2005). Modell 1 motsvaras i Tabell 1 direkt av 1-fas jord uppställningen, vid stumt jordfel (ingen felresistans): 2 För 3:e övertoner som inte har samma fasförskjutning följer en annan förklaring, se Conrad St.Pierre s Harmonic Misconceptions : [ ] 3 För asynkron- respektive synkronmaskiner skiljer sig Z 2 från Z 1, där Z 2 antas vara betydligt mindre av de två (de Metz-Noblat 2005, ss ). Bestämmande/mätning av Z 2 i motorer ingår ej i rapporten

13 Tabell 1. Beräkningsmetoder ur SS-EN Typ av fel Formel 3-fas 2-fas 2-fas-jord 1-fas-jord De två första av ovanstående uppställningar i Tabell 1 används för beräkning utav maxrespektive min-felström i anläggningen, vilka är likvärdiga med impedansmetoden (där den impedans vid beräkningar antas vara positivsekvensimpedans). I enlighet med den gällande standarden (SS-EN punkt 4.2.2, Svensk Elstandard 2002) antas att vid initiala stadierna av tvåfas kortslutning är Z 2 approximativt lika med Z 1. I SS-EN introduceras även en spänningsfaktor c, som används för korregering för följande antaganden i metoden (SS-EN Tabell 1; Svensk Elstandard 2002): spänningsvariationer beroende av tid och plats lindningskopplare i nätet försummande av lastströmmar och ledningskapacitanser subtransient beteende av generatorer och motorer Vid beräkningar är framförallt delkortslutningsströmmar intressanta (bidrag in till samtliga enskilda ställverksfack) enligt i SS-EN (Svensk Elstandard 2002), då det är dessa som kommer att utgöra en referens för inställning av reläskydden. I kapitel 3 presenteras och motiveras olika förutsättningar och modelleringsaspekter som berör de olika nätkomponenter med bakgrund i gällande standarder Val av beräkningsmetod Eftersom tillräcklig data saknas angående de olika delkomponenterna i nätet, särskilt vad gäller kapacitans- och nollsekvensdata hos kablar, har ett beslut fattats om användning av metod såsom enligt SS-EN i Tabell 1för beräkning av trefas- respektive tvåfas- (fasfas) kortslutningsströmmar. Beräkningar av jordfel i anläggningen (se Modell 1 och Modell 2) genomförs ej, då begränsningen för den resistiva komponenten från matningstransformatorer redan är känd, och då en fullständigt standardenlig beräkning av jordfelsströmmar kommer att vara missvisande (se även Schlabbach 2005, ss ) 4. Dessutom måste beräkningsmetoder modifieras enligt standarden IEC (IEC 2000) p.g.a. 4 Den s.k. earth fault factor går ej att bestämma. Definition återfinns på: [ ] - 8 -

14 systemjordningen. Istället för jordslutningsberäkningar ges en närmare förklaring kring nuvarande inställningar för riktade jordfelsreläer i anläggningen (se avsnitt 5.2), samt generell beskrivning av jordfelsreläs funktionalitet (se avsnitt 3.2.3). Det resultat som erhålls i den uppdaterade selektivplanen baseras således på två scenarier, enligt erhållen data för matande nät, ett med maximal kortslutningseffekt och det andra med minimal kortslutningseffekt. Det normala driftfallet beror naturligtvis på det övre nätets förhållanden och bör således betraktas som att ligga mittemellan. I Bilaga A redovisas samtlig beräkningsmetodik och använda konstanter vid beräkningar, enligt utdrag ur SS-EN (Svensk Elstandard 2002). Vid beräkning av minsta kortslutningsström skall, enligt SS-EN avsnitt 2.5, bidrag från elmotorer försummas, samt att ledningsresistanser vid högre temperatur användas; vilket inte följs vid dessa beräkningar. Samtliga impedanser (positivsekvens) beräknas med hänsyn till gällande driftsspänningsomsättning hos transformatorer. Det är viktigt att poängtera att det även finns andra typer av beräkningsmetoder och algoritmer för kortslutningsberäkningar, särskilt i mjukvara som tillämpas för detta ändamål (Andersson 2012, ss ). Dessa algoritmer tillämpas- och diskuteras ej närmare i denna rapport. I de tidigare selektivplanerna presenterades endast kortslutningseffekt och den trefasiga kortslutningsströmmen. Nu tillkommer även en beräkning på tvåfasig kortslutningsström (den minsta kortslutningsströmmen) samt presentation av resultat enligt de två ovan nämnda scenarier, beroende på övre nätets driftfall såsom beskrivet i erhållen indata. 2.3 Typ av- och orsaker till fel Någon övergripande statistik angående antal och typ av fel i kablifierade distributionsnät inom resistansjordade mellanspänningsnät inom industrianläggningar existerar inte. Erfarenhetsmässigt vet man dock att vanligaste typen av fel är jordslutningar generellt och enfas-jordfel i synnerhet (Andersson 2012, s. 60; Blackburn & Domin 2014, s. 3; Woodham 2003). Enligt Littelfuse (2010a) listas följande statistiska fingervisning avseende vanliga huvudorsaker till kortslutningar: Exponering till fukt : 22,5 % Kortslutning p.g.a. verktyg eller handhavandefel : 18,0 % Exponering till damm : 14,5 % Annan mekanisk åverkan : 12,1 % Exponering till kemikalier : 9,0 % Försämring med ålder : 7,0 % Huvuddelen av jordfel i en distributionskabel sker vid kabelns ändar/anslutningspunkter, där fukt har som störst möjlighet att tränga sig in i isolationen. I övriga fall finns naturligtvis även risker för jordslutning vid mekanisk påverkan, till följd av grävarbeten eller dylika orsaker

15 För att återkoppla med avsnitt ovan om jordslutningsberäkningar, är bestämmande av nollsekvensimpedansen för högspänningsmarkkablar enligt Tziouvaras (2010, ss. 3-4) problematisk, då denna varierar med hänsyn till skärmresistansen, markens termiska resistivitet, och närvaro av andra ledare, såsom rör och närliggande kablar. Vid ett jordfel kan nämligen jordfelsströmmen återgå genom endast skärmen, genom skärmen och jord parallellt, eller genom jord och skärm i närliggande kablar. 2.4 Selektivitet Med selektivitet menas huvudsakligen att felbortkoppling sker endast på den delen av kraftsystemet som berörs av felet, och att det helst ska ske så snabbt som möjligt för att begränsa skadorna till följd av detta fel (ABB 1993b, ss ). Skyddssystem upprättas i en anläggning för att uppnå detta. Förutom de två kraven på selektivitet och snabbhet, ställs det också krav på att skyddssystemet ska vara tillförlitligt, säkert och känsligt för att exempelvis även kunna hantera högohmiga fel (Andersson 2012, s. 170). Oftast består ett skyddssystem utav följande komponenter (Andersson 2012, ss ): Mätkomponent omfattar oftast ström- och/eller spänningstransformator(-er). Relä/reläskydd sänder en signal till en eller flera brytare/omkopplare. Brytare/omkopplare dessa utför de instruktioner som kommer från reläet. Kommunikationssystem särskilt för större nät/anläggningar och nyare reläskydd kan dessa system användas för att erhålla bättre skyddsprestanda (eller indikering av fel). Reservkraft (UPS) skyddssystemet skall även kunna verka vid fel i anläggningen. För att uppnå selektivitet i praktiken innebär detta att reläinställningar både vad gäller ström (strömselektivitet) och tid (tidsselektivitet) måste koordineras i ett nät. Vidare måste man också beakta de enskilda reläskyddens och brytarnas längsta tänkbara funktionstid som en del av tidsselektiviteten (ABB 1993a, s. 64). För att denna samordning av reläskydd skall vara möjlig krävs en selektivplan vilket är syftet med denna rapport. Selektivplanen skall bl.a. innehålla impedansdata om överliggande nät och komponenter, max. respektive min. korslutningsströmmar samt bestämmande av högsta normala driftströmmar (ABB 1993b, ss ) 5. Beroende på ambition i termer av detaljnivå ska mer information finnas tillgänglig, såsom tidströmkurvor för varje typ/tillverkare av reläer, prestationskurvor för strömtransformatorer, kurvor som visar felströmmens avtagande med hänsyn till generatorer m.fl. Viktigt att uppmärksamma är att olika generationer av reläer/skydd förekommer i anläggningen. Trots att dessa uppfyller samma skyddsfunktionaliteter i praktiken, så kan reläer skilja sig i termer av principiell uppbyggnad och design (se avsnitt 3.2.3). I enlighet med rekommendationer för selektivplaner upprättas därför log-log diagram för enkel överblick av reläskyddens funktionstider och selektivitet i anläggningen. 5 Högsta normala driftströmmar sammanställs ej inom ramen för denna rapport (se motivering i avsnitt 5.4 Diskussion)

16 3. Förutsättningar i anläggningen och regelverk Boliden Rönnskärs Blå nät omfattar en inkommande matningsstation, ett flertal olika ställverk för fördelning av kraft samt diverse transformatorer, elmaskiner och andra typer av laster. Driftspänningen på Blå nät fastställs till 31,5 kv. Principskiss över enlinjeschemat för anläggningen redovisas i Bilaga E. I detta kapitel presenteras förutsättningar som gäller för anläggningen och hur dessa förhåller sig gentemot gällande standarder och regelverk. 3.1 Matande nät och mottagningsstation 135 kv nätet inkommer till Boliden Rönnskär delvis genom de två transformatorerna i Blå nät. De benämns T1 och T2, med båda på 50 MVA kapacitet, 145/33 kv, och drivs parallellt i normala fall. Transformatorerna är identiska, av typen YNyn0, direktjordade på uppsidan och resistansjordade på nedsidan med varsin nollpunktsresistor. Huvudsyftet med denna systemjordning är att begränsa felströmmen vid eventuella jordfel (Blackburn & Domin 2014, ss ). Införandet av nollpunktsresistorer påverkar modelleringen av nollsekvensimpedansen i anläggningen, och ger följande principiella skiss där nätets nollsekvensimpedans modelleras enligt följande, eftersom uppsidans direktjordning inte utgör ett avbrott i det ekvivalenta nollsekvensnätverket 6 : Figur 4. Modellering av nollsekvensimpedans hos matande YNyn-transformatorer. (I Figur 4 är R n nollpunktsresistorn. Z 0 nät och Z 0T utgör det överliggande nätets- respektive transformatorns nollsekvensimpedans omsatta till transformatorns nedsida). Systemjordning med hög resistans används framförallt i anläggningar där fortsatt drift är av yttersta vikt vid eventuella fel. Med denna typ av systemjordning kan alltså driften av anläggningen fortsätta, även vid ett eventuellt förhållande med jordslutning. Fördelar och nackdelar med systemjordningen sammanställs av Woodham (2003), och till fördelar hör bland andra: förutom begränsning av jordfelsströmmen även minskade strömstötar, kontroll/begränsning av transienta överspänningar och minskad mekanisk påfrestning i komponenter. Nackdelar med systemet är att högre frekvenser kan bidra till falsklarm, jordfel kan fortsätta vara kvar i anläggningen en utökad period samt att även nollpunktsresistorn(-er) kräver kontinuerlig övervakning (Littelfuse 2010c; Woodham 2003). 6 Detta har redovisats vid ett flertal tillfällen i litteraturen (Blackburn & Domin 2014, s. 116; Schlabbach 2005 s. 50; Tlies 2008, ss , 220)

17 Uppgifter för det matande nätets kortslutningseffekt har tillhandagivits med värden för maximal respektive minimal kortslutningseffekt på matningsskenan. Detta är också orsaken till varför resultatet redovisas får båda versioner av nätets driftförhållanden, vilket är i sig standardenligt, då respektive förutsättningar för respektive typ av kortslutningsströmsberäkningar skall användas (Schlabbach 2005, s. 85). För beräkning av stötström används konstanter från SS-EN (Svensk Elstandard 2002), se Bilaga A. Längre ner i nätet finns ett flertal andra mindre transformatorer. Av intresse i rapporten är framför allt 30/3 kv transformatorer som driver 3 kv asynkronmotorer Modellering av övriga transformatorer i anläggningen De mindre transformatorer är av typen Y0y0, Dy0, samt Yy. Totalt rör det sig om 11 transformatorer som är inkluderade i beräkningar, då asynkronmotorer med 3 kv driftspänning är anslutna till just dessa. Vid närmare modellering (exempelvis felfallet beskrivet i Modell 1) krävs korrekt uppfattning om framförallt nollpunktsjordning av dessa transformatorer, och således hur bidraget av nollsekvensimpedanser in mot ställverksskenor skall modelleras (exempelvis elimineras nollsekvensström på uppsidan av en Dytransformator; liknande sker i en Yy-transformator (ojordad); se Tlies 2008, s. 220). Övriga modelleringsaspekter för olika typer av konfigurationer av transformatorer presenteras i litteraturen (Schlabbach 2005 s. 50; Tlies 2008, ss ; de Metz-Noblat 2005, ss ). Kortslutningsimpedans för fel (positivsekvensimpedans) som beräknas i rapporten kräver dock ej sådan närgående analys. 3.2 Komponenter Kablar och kabelnät I anläggningen används 36 kv markkablar i olika storlekar och typer av förläggningar för kraftdistribution mellan de olika ställverken. Framförallt rör det sig om två huvudtyper av kabel, en äldre kopparkabelmodell CU Hochstädter (pappersisolerad/blymantlad; treledarkablar; vanlig svensk äldre beteckning är FCJJ) samt mer moderna AXKJ, AXLJ och AXQJ 36 kv PEX-isolerade kablar (tvärbunden polyeten; tre enledarkablar i triangelförläggning). Bägge kabeltyper är anslutna med sluten skärmkrets, vilket förenklat kan förklaras med skärmjordning i bägge ändar av kablar i denna anläggning 7. Impedansdata för kablar är främst hämtade från tidigare genomförd selektivplan, då endast ett fåtal kablar har förändrats/tillkommit sedan dess. I den äldre selektivplanen anges även värden för susceptans hos varje enskild kabeltyp, det är dock oklart hur denna har definierats och därför har dessa värden ej använts vid beräkningar och modellering 8. 7 Nackdelen med denna koppling är att den leder till cirkulerande strömmar och således till uppvärmning av kabeln, vilket i sin tur minskar kabelns maximala belastningsström (Tziouvaras 2010, ss. 2-3). Se även förklaring och principskisser i ABB 2010, s. 7; Sieverts 1983, ss Susceptans kan definieras som invers kapacitiv reaktans eller som inversen av den totala reaktansen i komponenten. Om susceptansen är definierad som invers kapacitiv reaktans kvarstår frågan om det handlar om nollsekvenssusceptans

18 I Nexans kabelhandbok (2013, ss ) presenteras ett utdrag ur Bilaga C ur SS , nämligen tabeller för nominell belastningsförmåga i ampere för PEX-isolerade tre- och enledarkablar med märkspänning kv, med hänsyn till olika typer av driftförhållanden, ledartemperaturer och installationsfaktorer. För pappersisolerade treledarkablar har tidigare regelverk gällt som dock har utgått, varför istället Sieverts kraftkabelhandbok (1983) har använts för uppgifter om belastningsförmåga hos dessa kablar (Sieverts 1983, s. 113). Data i relevanta tabeller, samt tillverkardata (i den mån den är tillgänglig) används sedan för upprättande av strömvärden för maximal kontinuerlig belastning av kablar (se Bilaga D). Omräkningsfaktorer används för att kompensera för förläggningssätt och övriga rådande driftförhållanden, och dessa återfinns i SS (Svensk Elstandard 2005). Eftersom det antas att den pappersisolerade/blymantlade kopparkabeln har max drifttemperatur hos innerledare till 65 C (Sieverts 1983, s. 102) så blir det en övergripande begränsning som kommer att råda i anläggningen (detta gäller även för PEX-kabeln, för att minska risken för uttorkning; se SS Bilaga A.3(Svensk Elstandard 2005)). Efter diskussion med företagshandledaren om kabelförläggning antas följande generella förhållanden gälla: Tabell 2. Allmänna förutsättningar för kabelförläggning. Termisk resistivitet: Marktemperatur: 15 C Max ledartemperatur: 65 C 2,5 K m / W Förläggningsdjup PEX-kabel: Förläggningsdjup CU-Höchstädter: Antal kabelgrupper i kabelschakt och avstånd mellan dessa: 1,0 m 0,65 m 6 st; 0,25 m Eftersom det inte finns några dokument eller gamla standarder tillgängliga vad gäller omräkningsfaktorer för CU Höchstädter 36 kv treledar-kopparkablar så har ett beslut fattats tillsammans med företagshandledaren om att använda samma typ av omräkningsfaktorer som gäller för PEX-isolerade kablar (obs, detta omfattar endast detta arbete och gäller ej generellt). Detta är naturligtvis en bedömningsfråga (se avsnitt 5.4 Diskussion). Följande tabeller (Tabell 3, 4, 5 och 6) för omräkningsfaktorer används från SS (Svensk Elstandard 2005): Tabell 3. Omräkning av strömvärde för annan omgivningstemperatur i mark. Marktemperatur ( C) Omräkningsfaktor Isolation av PEX eller EPR 1,19 1,15 1,11 1,07 1,04 1,00 0,96 0,

19 Tabell 4. Omräkning av strömvärde för annan termisk resistivitet i mark. Termisk resistivitet, K m / W 0,5 0,8 1 1,5 2 2,5 3 Omräkningsfaktor direkt i mark 1,88 1,62 1,45 1,28 1,12 1 0,90 Tabell 5. Omräkning av strömvärde för annat förläggningsdjup. Förläggningsdjup 0,25 0,70 0,71 0,90 0,91 1,10 1,11 1,30 (m) Omräkningsfaktor 1,0 0,97 0,95 0,93 Tabell 6. Omräkning av för strömvärden vid anhopning av kablar i mark [minskad version]. Antal flerledarkablar eller grupper av enledarkablar Omräkningsfaktor för 6 parallella kablar Inget (kablarna i kontakt) En kabeldiameter Avstånd mellan kablarna ,125 m 0,25 m 0,5 m 0,5 0,55 0,60 0,70 0,80 I Bilaga D redovisas de tabeller som har använts för nominella strömvärden för kablar i anläggningen. Efter en överblick i gällande regelverk antas det också att kraftkablar i Blå nät klarar av de termiska och mekaniska påfrestningar som följer av beräknade kortslutningsströmmar (samt stötströmmar) 9 och som råder inom de frånkopplingstider som är inställda. Närmare analys av termisk tålighet genomförs därför ej inom ramen för rapporten Elmaskiner Endast asynkrona elmotorer 3 kv antas vara av bidragande karaktär inom ramen för kortslutningsberäkningar. Detta följer samma antagande som har gjorts vid beräkningen av den tidigare selektivplanen. Däri har data för bland annat den subtransienta reaktansen X angivits. Vid korrekt modellering av asynkronmotorer (om kortslutningen sker i/vid motorterminaler) skall även vissa konstanter tillämpas vid bidrag till stötströmmen (Schlabbach 2005, ss ). Sådana beräkningar genomförs dock ej inom ramen för rapporten. 9 De stötströmmar som anges i SS (Svensk Elstandard 1990, s. 6) kommer ej att uppnås i denna anläggning enligt beräkningar, och således gäller marginaler (se Bilaga B samt Sieverts 1983, Tabell 34). En tabell för PEX-kablar avseende kortslutningstålighet finns i bland andra ABB:s XLPE Land Cable Systems: User s Guide (ABB 2010, s. 13). Det existerar även andra typer av källor innehållande samband/ekvationer som kan användas för att beräkna den termiska hållfastheten/korttidsströmtålighet, exempelvis tillverkaranvisningar, standarder (ex. SS , SS / CENELEC HD 620 / IEC 60287; relevanta IEEE-standarder), eller för detta ändamål avsedda beräkningsprogram. Angående pappersisolerade, blymantlade och armerade kablar finns en notering i Almgren & Blomqvist (2012, s. 145) om att dessa tål upp till 100 ka stötströmmar dock utan anmärkning om förhållande till kabelarea. I Sieverts kraftkabelhandbok (1983) anges i Tabell 34 (s. 123) ett utdrag ur äldre utgåva av SS , där högsta tillåtna stötström för innerledare redovisas. Dessa värden överskrids ej heller i genomförda beräkningar.

20 3.2.3 Reläskydd Här ges endast en kortare beskrivning av de olika typer av skydd som förekommer i anläggningen och som är relevanta för selektivplanen. Tillverkare av dessa är framförallt ASEA/ABB och Merlin Gerin/Schneider Electric. Driftsprincipen för reläskydd kan vara elektromekanisk (se även Mason ss. 14 ff.), statisk design, hybrid eller numeriska (mikroprocessorbaserade) (Blackburn & Domin 2014, s. 179). Anläggningen i fråga innehåller samtliga generationer av reläskydd beskrivna enligt ovannämnda principer. Reläinställningar som undersöks inom denna rapport avser reläer som är lokaliserade i anslutning till följande objekt: kablar, ställverksfack och i viss mån transformatorer. Fokus ligger på kontroll av inställningar hos överströms- och riktade jordfelsreläer. En kort introduktion till reläskyddens funktionalitet ges nedan (se även Andersson & Blomqvist 2003, ss ): Överströmsskydd den skydds- och reläanordning som primärt ansvarar för skydd mot kortslutnings- och/eller överströmmar på kablar, och sitter vanligtvis i samtliga ställverksfack. Överströmsskyddet kan komma i såväl riktade- som oriktade varianter. Oftast ställs dessa in för ett visst fördröjt överströmsvärde samt ett momentant värde för kortslutningsström, beroende på generation/funktionalitet av reläet. Enligt Blackburn & Domin (2014, s. 425) ska inställningar för överströmsskyddet ställas in med hänsyn till framförallt två egenskaper i nätet: 1. Maximal korttidslast: den ström som den givna kabeln kan utstättas för under nödsituationer eller ovanliga driftfall för intervall som sträcker sig över 1 timme. 2. Transienta strömmar orsakade av omkopplingar i systemet, och innefattar strömmar som kan förväntas vid inkoppling efter avbrott, motor- och/eller transformatorstarter (exempelvis inkopplingsströmstöt; beskrivs också i ABB 1993b, s. 315; Andersson & Blomqvist 2003, ss ). Ovanstående punkter kräver erfarenhet av anläggningen i stort, exempelvis risker, frekvens och längden av förekommande omkopplingar/strömavbrott. Överlastskydd dessa kan vara anordnade på olika sätt för en viss applikation (transformator, kabel, motor, generator etc.) och är oftast kalibrerade mot en viss termisk karaktäristik. De mer moderna numeriska reläskydden kan enkelt ställas in vad gäller nominell belastningsström och överlastström, samt motsvarande tidsperioder för vilka skyddet löser ut. De äldre elektromekaniska (termiska överströmsreläer) kan funktionsmässigt bestå exempelvis utav en värmelindning som värms upp av en mot belastning proportionell ström (ex. genom anslutning till en strömtransformator), och som löser ut efter ett (grovt) inställt värde för en viss tid eller termisk tidskonstant. ASEA s RVAA74 utgör ett exempel på sådant äldre relä

21 Riktade jordfelsskydd mäter jordfelströmmen (och möjligtvis även nollsekvensspänningen), och ansvarar för att bortkoppla jordfel som uppstår i en viss matande kabel i en viss riktning (se Modell 2, Figur 3). Konceptet med jordfelsskydd är inget nytt i sig, och principiell funktionalitet om mätning av nollsekvensström förklaras mycket väl av detta äldre textstycke (SHI 1966, s. 43): I princip anordnas de selektiva jordfelsskydden på så sätt att varje utgående kabel förses med ett jordströmsskydd bestående av ett strömrelä eller jordströmsriktrelä anslutet antingen till 3 summaströmkopplade strömtransformatorer eller till en kabelströmtransformator monterad kring kabeln. Vid jordfel passeras strömtransformatorerna eller kabelström transformatorn i den felaktiga kabeln av systemets jordfelsström, kapacitiv eller resistiv från nollpunktsmotstånd eller en kombination av båda, och den felaktiga kabelns relä fungerar, om strömmen uppgår till tillräckligt värde. I den felaktiga kabelns strömtransformatorer uppmättes därvid, som framgår av figuren [se Modell 2; egen anm.], summan av de felfria kablarnas kapacitiva jordfelsström. I de felfria kablarna uppmätes däremot endast varje kabels egen kapacitiva ström. Varje kabels egen kapacitiva ström får därför ej uppgå till så stort värde att kabelns eget jordströmsrelä kan fungera. Jordfelsskydden beskrivna enligt den ovanstående principen mäter alltså jordfelsströmmens amplitud (Littelfuse 2010a, ss. 3-6). Jordfelsströmmens amplitud beror på 1. systemjordning, och 2. övergångsresistansen till jord (Fischer & Hou 2006, s. 18). Nyare jordfelsreläer kan även ställas in för att mäta en viss komponent av nollsekvensströmen, den resistiva (I 0 cosφ) eller den kapacitiva (I 0 sinφ), beroende på typ av systemjordning i anläggningen. För riktad verkan såsom beskriven enligt ovan ska reläet även kunna mäta en vinkel (polariseras) mot motsvarande nollsekvensspänning, och spänningstransformator(-er) för reläet erfordras därför (se även Blackburn & Domin 2014, ss ; ABB SPAS 120 C är ett exempel på sådant jordfelsrelä). Ströminställningen för jordfelsskydd måste ställas över den maximalt rådande obalansen i nollsekvensströmmen som kan förekomma och som kan hanteras av systemet, exempelvis på grund utav osymmetriska laster (Blackburn & Domin 2014, s. 425). Det finns dock även ett flertal andra mätprinciper för jordfelsskydd, exempelvis mätning av negativsekvensström, mätning enligt Mho- eller impedanskaraktäristik (distansskydd med zonindelning) m.fl., särskilt vad gäller nyare numeriska skydd/linjeskydd (Blackburn & Domin 2014, ss , 457; Mooney & Peer 1997, ss. 3-4). Vissa reläer kan även ställas in för att mäta en viss grundton/överton av

22 strömmen, detta förutsätter dock att de är rätt inställda med hänsyn till anläggningen/objektet i stort för att undvika oavsiktliga trippningar 10. NUS Nollpunktsspänningsskydd används framförallt som jordfelsskydd på ställverksskenor och mäter då nollpunktsspänningen. NUS kan även utgöra ett reservskydd, med syfte att aktiveras då övriga skydd inte har löst ut vid ett jordfel. Selektiviteten för detta skydd anordnas framförallt så att tidsinställningen är nämnvärt högre än den som är inställd hos respektive jordfelsskydd i respektive ställverksfack. Vid rätt tidsselektivitet kan då detta skydd utgöra ett jordfelsskydd för ett helt ställverk (skena). Det finns även andra varianter av jordfelsskydd för ställverk som mäter nollsekvensström (Blackburn & Domin 2014, s. 389). Dessutom existerar ett flertal andra reläer/delreläer och skyddsanordningar längre ner i nätet, såsom tidsreläer, transformatorskydd (differentialskydd), generatorskydd (underfrekvensskydd; överlastskydd), motorskydd (framförallt överlastskydd), linjeskydd (distansskydd), säkringar etc. Vissa av reläskydden i anläggningen är av nyare generation som är numeriska och multifunktionella. Exempelvis utgör Schneider Electric s SEPAM skydd såväl överströms-, överlasts- som riktade jordfelsskydd. De nyare numeriska reläskydden kan även innefatta en hel del annan funktionalitet förutom rena reläfunktioner. Dessa kan inkludera mätning, transientanalys, olika noteringar av belastningsfall, statistikfunktioner etc. Vid händelse av kortslutning kan mer funktionalitet tillhandages för operatören/anläggningsägaren (detta tillhör mer till området ställverksautomation), såsom bestämning av typ av fel och felanalys (avstånd, tid, karaktäristik m.fl.). En del forskning pågår för att utveckla diverse beräkningsalgoritmer för reläskydd, exempelvis för identifiering och lokalisering av jordfel inom olika typer av nätförhållanden, övergångsresistanser och systemjordning (Bi et al. 2010). Dessutom utvecklas signalbehandlingsmetoder för reläer, för att exempelvis kunna driftsätta transientmätande reläskydd som med hjälp av Wavelet-transform förväntas kunna ge bättre funktionalitet än motsvarande skydd med FFT- eller liknande algoritmer, då signalen kan analyseras med olika upplösningar med hänsyn till både tid- och frekvensdomän (Janicek et al. 2007). Förklaring av aspekter kring mättransformatorer, provnings- samt tillverkar- och installationsanvisningar faller utanför rapportens ram. I nästa avsnitt presenteras de regelverk som berör utlösningsvillkoret. 10 Se en mer närgående beskrivning av aspekter för jordfelsskydd i följande material: Fischer & Hou 2006 ; Finney et al. 2012; Littelfuse 2010a; Littelfuse 2010b; Littelfuse 2010d

23 3.4 Regelverk För denna elanläggning gäller framförallt övergripande krav på frånkopplingstid såsom fastsatt i ELSÄK-FS 2008 (Elsäkerhetsverket 2008), samt närmare anläggningsinstruktioner inom SS-EN (Svensk Elstandard 2012), som omfattar starkströmsanläggningar. Inom SS-EN finner man följande (4.2.4): Anläggningarna ska skyddas av anordningar för automatisk frånkoppling av trefas och fas-till-fas-kortslutningar. Anläggningarna ska skyddas av automatiskt verkande reläskydd för antingen frånkoppling av jordfel eller jordfelsindikering. Valet är beroende av hur systemet är neutralpunktsjordat. Dessutom anges att märkkortslutningstiden, som innefattar felbortkopplingstiden, är 1,0 sek. Vidare ges en anmärkning att denna kan väljas till värdet 0,5 sek, 2,0 sek och 3,0 sek om det så är bättre lämpat. De övergripande frånkopplingskraven beskrivs i ELSÄK-FS 2008:1, 5 kap. 3 : En högspänningsanläggning i ett icke direktjordat system ska vara utförd så, att en- eller flerpoliga jordslutningar kopplas ifrån snabbt och automatiskt. Undantag gäller för en anläggning för högst 25 kv nominell spänning som inte innehåller någon luftledning. En sådan anläggning får vara utförd så, att en enpolig jordslutning enbart signaleras automatiskt. I 5 kap. 7 anges särskilt för anläggningar med nominell spänning över 25 kv: I anläggningar med nominell spänning över 25 kv inom ett icke direktjordat system ska förhöjda markpotentialer som uppträder vid en jordslutning jämnas ut. Alternativt ska den spänningssättning av jordade delar som jordslutningsströmmen orsakar begränsas till värdena i tabell 1. Med andra ord ställs krav på att jordslutningsströmmen begränsas, samt att frånkoppling skall ske automatiskt inom en viss tid (2 eller 5 sekunder - framgår närmare i ELSÄK-FS 2008:1 Tabell 1)

24 4. Resultat I detta kapitel redovisas en komprimerad sammanfattning av de resultat som har sammanställts under arbetets gång. För fullständigt detaljerade resultat hänvisas läsaren till Bilagor B, C och D samt bifogade datafiler. 4.1 Kortslutningsberäkningar I detta avsnitt presenteras endast resultat för beräkningar i ett ställverk, som exempel på hur beräkningsresultaten ser ut, samt kommentarer gällande förutsättningar. Eftersom en delta-koppling finns i nätet, har en delta-y transform gjorts av den maskade kopplingen (SS-EN punkt ; se Bilaga A och Bilaga E). I övrigt har inga andra modifikationer gjorts gällande kortslutningsberäkningar såsom beskrivna i Kapitel 2. Tabell 7. Beräkningsexempel för Ställverk A. Ställverk A Sk max = 647,4 MVA Sk min = 572,44 MVA Ik 3 max = 13,05 ka Ik 2 min = 9,09 ka Individuella bidrag Ik 3 max Ik 2 min Fack 1 0,48 ka 0,38 ka Fack 2 0,59 ka 0,47 ka Fack 3 0,15 ka 0,12 ka Fack 4 0,35 ka 0,28 ka Fack 5 1,14 ka 0,90 ka Fack 6 5,17 ka 3,48 ka Fack 7 5,17 ka 3,48 ka Mer detaljerade resultat, innehållande stötströmmar och strömvinklar för samtliga ställverk i anläggningen presenteras i Bilaga B. Närmare kommentar, slutsatser och diskussion om beräkningar ges i Kapitel Selektivitet Selektiviteten i nätet sammanställs såsom den är konfigurerad just nu, enligt det relädata som har samlats in dels från pärmar tillhörande den tidigare selektivplanen/reläinställningar, dels genom avläsning på plats och värden från de senaste genomförda reläprover

25 Relädata är sammanställt i Excel såsom beskrivet enligt senast insamlade/tillgängliga uppgifter. Samtliga skydd listas, både i termer av typ/tillverkare, funktion, tids- och ströminställningar. Där det så har varit möjligt har även data för överlastskydd sammanställts. För numeriska skydd har detta ej medfört problematik. För äldre skydd har dock det korrekta funktionsvärdet för tidsinställningen uteblivit här måste också korrekt version av skyddets tidskarakteristik fastställas, om det rör sig om definitiv tidsfördröjd funktion eller viss termisk karakteristik (se avsnitt 5.2). Ett exempel på ett log-log diagram visas nedan: Figur 5. Skyddsinställningar för överströmsskydd mellan fyra olika ställverk. I Bilaga C redovisas samtliga log-log diagram och tabeller för skydd över respektive matande kabel. Noteringar har gjorts där uppenbara skärningspunkter har upptäckts, och närmare slutsatser/kommentarer ges i avsnitt Kabeldata Enligt konstanter för korrektionsfaktorer som är presenterade i avsnitt 3.2.1, samt tabeller sammanförda i Bilaga D, härleds maximal kontinuerlig belastning för respektive typ av kablar enligt följande samband: För PEX-isolerad kabel: För CU-Höchstädter kabel (se Sieverts 1983, s. 113): Det finns dock vissa aspekter kring dessa resultat som tas upp i diskussionsavsnittet (se avsnitt 5.3 och 5.4)